Документ z1463-16, чинний, поточна редакція — Прийняття від 25.10.2016
( Остання подія — Набрання чинності, відбулась 18.11.2016. Подивитися в історії? )

ФОНД ДЕРЖАВНОГО МАЙНА УКРАЇНИ

НАКАЗ

25.10.2016  № 1929


Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
11 листопада 2016 р.
за № 1463/29593

Про затвердження Змін до Методики оцінки активів суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії

Відповідно до абзацу дев’ятнадцятого частини другої статті 9 Закону України «Про природні монополії», з метою удосконалення оцінки активів суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії НАКАЗУЮ:

1. Затвердити Зміни до Методики оцінки активів суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 12 березня 2013 року № 293, зареєстрованої в Міністерстві юстиції України 29 березня 2013 року за № 522/23054 (із змінами), що додаються.

2. Департаменту оцінки майна, майнових прав та професійної оціночної діяльності Фонду державного майна України у встановленому порядку забезпечити подання цього наказу на державну реєстрацію до Міністерства юстиції України.

3. Контроль за виконанням цього наказу покласти на заступника Голови Фонду державного майна України відповідно до розподілу функціональних обов'язків.

4. Цей наказ набирає чинності з дня його офіційного опублікування.

Голова Фонду

І. Білоус

ПОГОДЖЕНО:

Голова Державної
регуляторної служби України

Голова
Антимонопольного комітету України

Перший заступник Міністра
регіонального розвитку, будівництва
та житлово-комунального господарства України

Голова Національної комісії,
що здійснює державне регулювання
у сферах енергетики та комунальних послуг



К. Ляпіна


Ю. Терентьєв



В.А. Негода



Д. Вовк



ЗАТВЕРДЖЕНО
Наказ Фонду державного
майна України
25.10.2016  № 1929


Зареєстровано в Міністерстві
юстиції України
11 листопада 2016 р.
за № 1463/29593

ЗМІНИ
до Методики оцінки активів суб’єктів природних монополій, суб’єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії

1. У розділі ІІ:

1) абзац другий пункту 2.2 викласти у такій редакції:

«інвентаризацію активів, зазначених у пункті 2.1 цього розділу, що проводиться підприємством;»;

2) пункт 2.3 викласти у такій редакції:

«2.3. Для цілей оцінки, що здійснюється відповідно до цієї Методики, на визначену дату інвентаризації активів проводиться інвентаризація активів підприємства, зазначених у пункті 2.1 цього розділу, відповідно до Положення про інвентаризацію активів та зобов’язань, затвердженого наказом Міністерства фінансів України від 02 вересня 2014 року № 879, зареєстрованого у Міністерстві юстиції України 30 жовтня 2014 року за № 1365/26142 (із змінами), за результатами якої на підставі даних бухгалтерського обліку формуються переліки активів підприємства відповідно до пункту 2.2 цього розділу. Датою інвентаризації є останнє число місяця, в якому підприємством приймається рішення щодо переходу на стимулююче регулювання в межах строків, установлених органом, який здійснює державне регулювання діяльності суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у відповідній сфері.»;

3) у пункті 2.4:

підпункт 2.4.1 після абзацу п’ятого доповнити абзацом шостим такого змісту:

«необоротні активи, утримувані для продажу, та групи вибуття;».

У зв’язку з цим абзаци шостий-восьмий вважати відповідно абзацами сьомим - дев’ятим;

абзац перший підпункту 2.4.2 викласти в такій редакції:

«2.4.2. Суб’єкт оціночної діяльності відповідно до умов договору про проведення оцінки отримує від замовника оцінки, зокрема, матеріали інвентаризації, складені та затверджені відповідно до Положення про інвентаризацію активів та зобов’язань, затвердженого наказом Міністерства фінансів України від 02 вересня 2014 року № 879, зареєстрованого в Міністерстві юстиції України 30 жовтня 2014 року за № 1365/26142 (із змінами); перелік активів, що підлягають оцінці, та перелік активів, що не підлягають оцінці, із зазначенням по кожному об’єкту таких облікових даних: інвентарний номер, назва (найменування), рік введення в експлуатацію, первісна та залишкова вартості за даними бухгалтерського обліку підприємства на дату інвентаризації, відомості про витрати на невід’ємні поліпшення внаслідок проведення капітальних ремонтів, реконструкцій, модернізації тощо (у разі проведення), а також документи, що складаються підприємством відповідно до підпункту 3.12.1 пункту 3.12 розділу ІІІ цієї Методики.».

2. У розділі ІІІ:

1) у пункті 3.7:

абзац четвертий після слів «інших об’єктів» доповнити словами «або інших витрат»;

доповнити пункт новими абзацами такого змісту:

«Вартість заміщення (відтворення) таких об'єктів оцінки, як нерухоме майно та спеціалізоване рухоме майно, що складається з декількох активів (складових частин), які належать до різних видів майна, зазначених у цьому пункті, визначається шляхом застосування певних індексів до показників вартості відповідних активів (складових частин) з подальшим додаванням їх поточних вартостей.

У разі визначення вартості заміщення (відтворення) нерухомого майна на підставі інформації про вартість витрат (кошторисну вартість), що складається з витрат на будівельно-монтажні роботи, обладнання, устаткування та інших витрат, попередньо визначається поточна вартість кожного із зазначених складників шляхом збільшення їх вартості, наведеної в джерелах, визначених цією Методикою, на відповідні індекси, зазначені в абзацах другому - четвертому цього пункту. Вартість заміщення (відтворення) такого майна дорівнює сумі поточних вартостей будівельно-монтажних робіт, обладнання, устаткування та інших витрат.»;

2) підпункт 3.12.2 пункту 3.12 викласти у такій редакції:

«3.12.2. У разі проведення капітальних ремонтів, реконструкцій, модернізацій тощо активів підприємства в переліках активів, що складаються підприємством за результатами інвентаризації, робиться відмітка про період проведення таких капітальних ремонтів, реконструкцій, модернізацій тощо та вартість витрат, понесених при цьому підприємством. Фізичний знос таких активів визначається з урахуванням зазначеної інформації за такою формулою:

де

Зфіз

-

фізичний знос активу, що оцінюється, відсотки;


Вз

-

вартість заміщення (відтворення) активу;


Взрі

-

витрати на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо, визначені відповідно до цього пункту;


Зфіз а

-

фізичний знос активу без врахування витрат на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо, що визначається за формулою, наведеною у пункті 3.12 цієї Методики;


Зфрі

-

фізичний знос витрат на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо.

У разі якщо Σ Взрі > Вз, Зфіз приймається розміром 20 відсотків, але якщо Зфіз а < 20 відсотків, Зфіз приймається таким, що дорівнює Зфіз а.

Фізичний знос витрат на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо визначається за такою формулою:

де

Зфрі

-

знос витрат на капітальні ремонти, та (або) реконструкції, та (або) модернізації тощо активу;


Сфрі

-

фактичний строк експлуатації активу від дати введення його в експлуатацію після виконання робіт з капітального ремонту, реконструкції, модернізації тощо.

Витрати на капітальні ремонти, реконструкції, модернізації тощо визначаються за інформацією підприємства з урахуванням вартості робіт, що відповідно до нормативних вимог виконуються під час проведення капітального ремонту, реконструкції, модернізації тощо у сфері, що підлягає регулюванню відповідно до Закону України «Про природні монополії», стосовно якої прийнято рішення про перехід на стимулююче регулювання. З метою визначення поточної вартості капітального ремонту, реконструкції, модернізації тощо на дату оцінки до фактичних витрат підприємства на зазначені роботи застосовується коефіцієнт, який враховує індекси, визначені відповідно до пункту 3.7 цього розділу.»;

3) підпункт 3.12.3 пункту 3.12 виключити.

У зв’язку з цим підпункти 3.12.4, 3.12.5 вважати відповідно підпунктами 3.12.3, 3.12.4.

3. У розділі IV:

1) заголовок викласти у такій редакції:

«Особливості оцінки активів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, а також підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами»;

2) пункт 4.1 після слів «та постачання електричної енергії,» доповнити словами «а також підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами»;

3) у пункті 4.2:

підпункт 4.2.1.6:

після слів «заміщення ВРУ» доповнити словами та цифрами «напругою 35 (27,5) - 150 кВ»;

доповнити підпункт новим абзацом такого змісту:

«Вартість заміщення ВРУ напругою 220-750 кВ визначається на підставі лінійних схем оцінюваної ВРУ із використанням інформації ринку про ціни вузлів, що входять до ВРУ, вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку.»;

підпункт 4.2.1.7 викласти у такій редакції:

«4.2.1.7. Вартість заміщення силових трансформаторів ПС напругою 35 (27,5) - 150 кВ визначається відповідно до схем, характеристик комплектації ПС на основі опосередкованих показників вартості, наведених у додатку 3 до цієї Методики, а у разі відсутності відомостей у зазначеному додатку - на підставі інформації ринку про ціни на відповідне обладнання.

Вартість заміщення силових трансформаторів ПС напругою 220-750 кВ визначається відповідно до схем, характеристик комплектації ПС на підставі інформації ринку про ціни на відповідне обладнання та вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку.

У разі використання інформації про ціни на відповідне обладнання на ринку необхідно враховувати всі витрати, пов'язані з його доставкою, монтажем, пусконалагодженням тощо.»;

підпункт 4.2.1.8:

після слів «заміщення (відтворення) РУ» доповнити словами та цифрами «напругою до 150 кВ включно»;

доповнити підпункт новим абзацом такого змісту:

«Вартість заміщення (відтворення) РУ напругою 220-750 кВ визначається на підставі інформації ринку про ціни на відповідні вузли ПС та вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку.»;

підпункт 4.2.1.10 після слів та цифри «у додатку 3 до цієї Методики» доповнити словами та цифрою «, або на підставі інформації ринку про ціни на відповідні вузли ПС та вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку, якщо додаток 3 до цієї Методики не містить необхідних даних.»;

підпункт 4.2.2.3 після слів «у додатку 6 до цієї Методики» доповнити словами та цифрою «, або на підставі вартості робіт із їх заміщення (відтворення), визначеної на підставі кошторисної документації у встановленому порядку, якщо додаток 3 до цієї Методики не містить необхідних відомостей.»;

4) у пункті 4.5:

після слів «постачання електричної енергії,» доповнити словами «а також підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами,»;

слова «станом на 01 липня 2012 року» замінити словами «станом на 01 серпня 2016 року»;

5) пункт 4.7 викласти у такій редакції:

«4.7. Коефіцієнт оптимізації витрат Копт визначається за такою формулою:

де

Кзакт

-

коефіцієнт завантаження активів. До складу активів входять будівлі та споруди, що належать до ПС, ТП, КТП, РП; машини, обладнання, вимірювальні та регулюючі прилади, встановлені на ПС, ТП, КТП, РП; ЛЕП;


Крез

-

коефіцієнт резервування;


КзЛЕП

-

коефіцієнт, що враховує завантаження ЛЕП високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ);


n

-

коефіцієнт гальмування.

КзЛЕП дорівнює 1 у разі визначення коефіцієнта оптимізації, що застосовується до вартості активів, визначених у пункті 4.16 цього розділу, крім ЛЕП високої напруги (35 (27,5) - 750 кВ).

Для розрахунку коефіцієнта оптимізації ЛЕП напругою 35 (27,5) - 150 кВ для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, коефіцієнт КзЛЕП розраховується за такою формулою:

де

Σ ТЛ

-

загальний обсяг перепуску електричної енергії по ЛЕП високої напруги (35 (27,5) - 150 кВ) по підприємству в цілому за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год;


Σ ТЕ

-

зафіксований лічильниками загальний обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах усіх трансформаторних підстанцій, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування тих, що задіяні в повторній трансформації, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год.

Перепуск електричної енергії є різницею між надходженням електричної енергії в мережу підприємства (з урахуванням трансформації) та віддачею електричної енергії, яка не проходить власними ЛЕП підприємства (безвтратна віддача) на відповідному рівні напруги.

Повторна трансформація розглядається по кожній окремій трансформаторній підстанції підприємства.

Для розрахунку коефіцієнта оптимізації ЛЕП напругою 35-750 кВ підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами коефіцієнт КзЛЕП розраховується за формулою:

де

Σ ТЛв

-

загальний обсяг перепуску електричної енергії по ЛЕП підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами в цілому за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год;


Σ ТЕ в

-

зафіксований лічильниками загальний обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах всіх трансформаторних підстанцій, безпосередньо підключених до мереж, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, МВт·год.»;

6) пункт 4.8 доповнити новим абзацом такого змісту:

«Коефіцієнт завантаження активів підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами розраховується по окремих підрозділах та підприємству в цілому.»;

7) пункт 4.9 викласти у такій редакції:

«4.9. Коефіцієнт завантаження активів окремої трансформаторної підстанції високої напруги Кзпс розраховується за такою формулою:

де

ТЕ

-

зафіксований лічильниками обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах окремої трансформаторної підстанції, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування тих, що задіяні в повторній трансформації, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується (для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії), або обсяг трансформації електричної енергії на трансформаторах окремої трансформаторної підстанції без врахування обсягів трансформації для власних потреб, безпосередньо підключених до мереж, за місяць, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами), МВт·год;


cos φ

-

коефіцієнт потужності, що відображає відношення активної потужності до повної потужності. Для цілей цієї Методики приймається рівним 0,92;


Тміс

-

кількість годин у місяці, що відповідає максимальному навантаженню, року, що аналізується, години;


Пnc

-

загальна номінальна потужність трансформаторів окремої трансформаторної підстанції, безпосередньо підключених до мереж високої напруги, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів, що задіяні в повторній трансформації (для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії), або загальна номінальна потужність трансформаторів окремої трансформаторної станції, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами), МВА.

Номінальна потужність трансформатора є найбільшою електричною потужністю трансформатора, з якою він може працювати без перевантаження, відповідно до технічної документації на таке обладнання.

Резервним трансформатором є трансформатор, що не задіяний в трансформації електричної енергії з наступною передачею її протягом місяців, що відповідають максимальному навантаженню, за три роки, що передують даті оцінки, у якого відключені всі шинні роз’єднувачі й всі вимикачі або який знаходиться під напругою по високій стороні та переходить в режим трансформації у разі аварійного відключення працюючого (основного) трансформатора. За умови включення трансформатора у роботу додатково з додатковим навантаженням до усіх працюючих (основних) трансформаторів протягом місяців, що відповідають максимальному навантаженню, за три роки, що аналізуються, такий трансформатор не вважається резервним.

Під час розрахунку коефіцієнта оптимізації витрат аналізується інформація про завантаження трансформаторів окремої трансформаторної підстанції, що належать суб’єкту природних монополій у сфері розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії, або підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами, активи якого оцінюються.»;

8) у пункті 4.10:

абзац третій після слів «електричних мереж підприємства,» доповнити словами «(для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії), або загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб, що входять до складу окремого підрозділу магістральних та міждержавних електричних мереж (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами),»;

9) у пункті 4.11:

абзац третій після слів «що входить до складу підприємства,» доповнити словами «(для підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії) або загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб, усіх трансформаторних підстанцій окремого підрозділу магістральних та міждержавних електричних мереж (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами),»;

абзац четвертий після слів «що входять до складу підприємства,» доповнити словами «(для підприємств що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії) або загальна номінальна потужність трансформаторів, безпосередньо підключених до мереж, без врахування резервних трансформаторів та трансформаторів для власних потреб, усіх трансформаторних підстанцій підприємства (для підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами),»;

10) пункт 4.13 викласти у такій редакції:

«4.13. Коефіцієнт резервування враховує вимоги щодо безперебійного забезпечення електричною енергією споживачів і для цілей цього розділу дорівнює:

1,7 - для визначення вартості активів підприємств, що здійснюють діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) та постачання електричної енергії;

2 - для розрахунку вартості активів підприємства, що здійснює діяльність з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами.»;

11) абзац перший пункту 4.16 після слів «електричних мереж підприємства» доповнити словами «, що здійснює діяльність у сферах розподілу електричної енергії (передачі електричної енергії місцевими (локальними) електромережами) і постачання електричної енергії, або кожного підрозділу електричних мереж підприємства з передачі електричної енергії магістральними та міждержавними електричними мережами».

4. Додатки 2-6, 8, 9 до Методики викласти в новій редакції, що додаються.

Директор Департаменту
оцінки майна, майнових прав
та професійної оціночної
діяльності




Н. Кравцова



Додаток 2
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.1.6 пункту 4.2 розділу IV)

ПОКАЗНИКИ
вартості типових ВРУ-1 для ПС-2 35 - 150 кВ за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ), тис. грн

Найменування

Напруга, кВ

Номер схеми

Вартість будівельно-монтажних робіт, тис. грн

Вартість обладнання, тис. грн

Інші витрати, тис. грн

Загальні витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ-3 низької cторони), тис. грн

1

2

3

4

5

6

7

ПС 35/10

35/10 (6)

35-1

9 415,60

12 240,90

1 883,50

23 540,00

ПС 35/10

35/10 (6)

35-2

10 363,60

13 474,30

2 073,10

25 911,00

ПС 35/10

35/10 (6)

35-3

11 224,00

14 590,80

2 245,20

28 060,00

ПС 35/10

35/10 (6)

35-4

11 224,00

14 590,80

2 245,20

28 060,00

ПС 35/10

35/10 (6)

35-5

12 899,10

16 768,40

2 579,50

32 247,00

ПС 110/10

110/10 (6)

110-1

22 320,70

29 017,40

4 465,90

55 804,00

ПС 110/10

110/10 (6)

110-2

25 836,00

33 588,00

5 168,00

64 592,00

ПС 110/10

110/10 (6)

110-3

26 362,00

34 269,80

5 273,20

65 905,00

ПС 110/10

110/10 (6)

110-4

26 362,00

34 269,80

5 273,20

65 905,00

ПС 110/10

110/10 (6)

110-6

35 850,40

46 604,30

7 169,30

89 624,00

ПС 110/10

110/10 (6)

110-7

35 752,00

46 477,80

7 151,20

89 381,00

ПС 150/10

150/10 (6)

150-1

23 788,10

30 924,10

4 755,80

59 468,00

ПС 150/10

150/10 (6)

150-2

28 148,00

36 590,80

5 629,20

70 368,00

ПС 150/10

150/10 (6)

150-3

28 732,40

37 353,10

5 746,50

71 832,00

ПС 150/10

150/10 (6)

150-4

28 732,40

37 353,10

5 746,50

71 832,00

ПС 150/10

150/10 (6)

150-6

40 589,20

52 765,60

8 116,20

101 471,00

ПС 150/10

150/10 (6)

150-7

40 532,80

52 692,30

8 104,90

101 330,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10(6)

110-1

30 391,20

39 510,60

6 078,20

75 980,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10(6)

110-2

34 104,00

44 335,20

6 820,80

85 260,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10(6)

110-3

34 720,80

45 136,40

6 943,80

86 801,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10(6)

110-4

34 720,80

45 136,40

6 943,80

86 801,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10(6)

110-6

44 656,80

58 054,20

8 933,00

111 644,00

ПС 110/35/10 (6)

110/35/10(6)

110-7

44 656,80

58 054,20

8 933,00

111 644,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10(6)

150-1

31 858,40

41 415,10

6 370,50

79 644,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10(6)

150-2

36 414,00

47 339,60

7 282,40

91 036,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10(6)

150-3

37 091,20

48 217,80

7 419,00

92 728,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10(6)

150-4

37 091,20

48 217,80

7 419,00

92 728,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10(6)

150-6

49 395,60

64 215,50

9 879,90

123 491,00

ПС 150/35/10 (6)

150/35/10(6)

150-7

49 395,60

64 215,50

9 879,90

123 491,00

__________
-1 Високовольтні відкриті розподільні установки.
-2 Трансформаторні підстанції високої напруги.
-3 Розподільна установка.

__________
Примітки:


1. Витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) наведені з урахуванням витрат на будівництво таких елементів ПС:
загальнопідстанційний пункт керування ПС (ЗПК ПС);
зв’язок та телемеханіка ПС;
загальнопідстанційні вузли ПС.
2. Витрати на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) для ПС 150 (110)/35/10(6) кВ наведені для схеми ВРУ 35-5.
3. Витрати на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) наведені для ПС з використанням елегазових вимикачів.
4. Показники витрат на будівництво ПС (без врахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) з використанням масляних та повітряних вимикачів визначаються із застосуванням коефіцієнтів 0,85 (для повітряних вимикачів) і 0,8 (для масляних вимикачів).
5. Вартість комплектних трансформаторних підстанцій високої напруги блочного типу визначається з коефіцієнтом 0,9 до показника витрат на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) напругою 150 (110)/35/10(6) кВ та з коефіцієнтом 0,7 до показника витрат на будівництво ПС (без урахування вартості силових трансформаторів та РУ низької сторони) напругою 150 (110)/10(6) кВ.


Додаток 3
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.1.6 пункту 4.2 розділу IV)

ОПОСЕРЕДКОВАНІ ПОКАЗНИКИ
вартості будівництва вузлів ПС-1 110/35/10(6) і 35/10(6) кВ за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ)

№ з/п

Вузол ПС

Кошторисна вартість

Інші витрати

Загальна кошторисна вартість, тис. грн

Орієнтовна площа, зайнята обладнанням, м-2

будівельно-монтажних робіт, тис. грн

обладнання, тис. грн

усього, тис. грн

у тому числі вартість проектних робіт та експертизи проекту, тис. грн

1

2

3

4

5

6

7

8

1

Установлення силових трансформаторів напругою, потужністю:







1.1

110/35/10(6) кВ, 10 МВА

415,6

15 028,2

857,4

362,3

16 301,2

105,0

1.2

110/35/10(6) кВ, 16 МВА

425,7

18 092,6

1 019,7

430,6

19 538,0

110,0

1.3

110/35/10(6) кВ, 25 МВА

503,5

25 216,5

1 396,4

581,6

27 116,4

110,0

1.4

110/35/10(6) кВ, 40 МВА

516,6

29 090,4

1 587,0

659,7

31 194,0

130,0

1.5

110/10 кВ, 6,3 МВА

349,3

9 044,3

527,2

223,7

9 920,8

95,0

1.6

110/10 кВ, 10 МВА

406,7

11 624,6

670,1

284,3

12 701,4

95,0

1.7

110/10 кВ, 16 МВА

406,3

15 119,5

858,4

364,4

16 384,2

105,0

1.8

110/10 кВ, 25 МВА

497,3

19 604,6

1 074,2

463,4

21 176,1

105,0

1.9

110/10 кВ, 40 МВА

515,5

26 246,9

1 434,8

602,7

28 197,2

114,0

1.10

35/10 кВ, 2,5 МВА

131,9

3 341,6

195,2

83,8

3 668,7

30,0

1.11

35/10 кВ, 4,0 МВА

194,3

4 608,2

268,2

115,3

5 070,7

43,0

1.12

35/10 кВ, 6,3 МВА

263,3

5 423,9

315,3

135,5

6 002,5

43,0

1.13

35/10 кВ, 10 МВА

296,5

8 907,5

508,9

220,5

9 712,9

53,0

2

Вузли ВРУ-2 110 кВ:







2.1

приєднання 110 кВ силового трансформатора без вимикача

59,1

1 751,0

74,4

43,2

1 884,5

130,0

2.2

приєднання 110 кВ силового трансформатора з вимикачем

100,5

3 368,8

140,6

83,1

3 609,9

170,0

2.3

приєднання 110 кВ силового трансформатора з вимикачем із вбудованими трансформаторами струму

96,7

3 989,1

162,4

98,4

4 248,2

160,0

2.4

приєднання лінії 110 кВ з вимикачем

257,3

2 960,3

132,5

73,0

3 350,1

215,0

2.5

приєднання лінії 110 кВ з вимикачем із вбудованими трансформаторами струму

252,0

3 678,7

154,6

90,7

4 085,3

205,0

2.6

приєднання лінії 110 кВ з роз’єднувачем

197,4

266,6

20,7

5,5

484,7

100,0

2.7

приєднання секційного вимикача 110 кВ

87,2

2 906,8

118,3

71,7

3 112,3

135,0

2.8

приєднання секційного вимикача 110 кВ із вбудованими трансформаторами струму

101,1

3 630,6

149,7

89,5

3 881,4

125,0

2.9

приєднання трансформатора напруги 110 кВ

51,4

1 369,5

78,9

33,8

1 499,8

72,0

2.10

приєднання трансформаторів струму, 3 фази

87,8

1 043,2

175,9

25,7

1 306,9


2.11

приєднання обмежувача перенапруги нелінійного (ОПН) 110 кВ

18,4

192,1

46,5

4,7

257,0


2.12

приєднання ремонтної перемички 110 кВ

72,9

385,6

33,5

9,5

492,0

125,0

3

Вузли ВРУ 35 кВ:







3.1

приєднання 35 кВ силового трансформатора з вимикачем

173,7

1 041,6

115,2

26,8

1 330,5

35,0 600,0-3

3.2

приєднання лінії 35 кВ з вимикачем

185,8

970,9

119,6

25,1

1 276,3

30,0

3.3

приєднання лінії 35 кВ з роз'єднувачем

30,8

294,9

22,9

7,3

348,6

20,0

3.4

приєднання секційного вимикача 35 кВ

174,7

912,5

112,5

23,7

1 199,7

25,0

3.5

приєднання трансформаторів напруги 35 кВ

17,0

90,7

57,3

1,9

165,0

18,0

3.6

приєднання трансформаторів струму, 3 фази

53,1

238,3

58,1

5,4

349,5


3.7

приєднання обмежувача перенапруги нелінійного (ОПН) 35 кВ

14,0

16,3

39,2

1,0

69,5


4

Вузли обладнання 10 кВ:







4.1

ЗРУ-4 10 кВ ПС 110/10, 110/35/10 і 35/10 кВ:






260,0-5

4.1.1

камера 10 кВ вводу від силового трансформатора з вакуумним вимикачем

52,1

590,9

30,6

14,6

673,6

6,9

4.1.2

камера секційного вакуумного вимикача 10 кВ

52,1

565,1

29,2

13,9

646,4

6,9

4.1.3

камера секційного роз’єднувача 10 кВ

52,1

395,1

20,4

9,7

467,6

6,9

4.1.4

камера лінії 10 кВ з вакуумним вимикачем

52,1

462,3

23,9

11,4

538,3

6,9

4.1.5

камера з трансформаторами напруги 10 кВ

52,1

184,7

13,2

4,6

250,0

6,9

4.1.6

камери з іншим обладнанням 10 кВ

52,1

207,2

13,2

5,1

272,5

4,5

4.2

трансформатор власних потреб зовнішнього установлення потужністю, кВА:







4.2.1

250

18,4

337,6

24,4

8,3

380,4

16,0

4.2.2

160

18,4

324,4

23,9

8,0

366,7

12,0

4.2.3

100

18,4

310,4

23,4

7,7

352,2

10,0

4.3

заземлювальний реактор 10 кВ

73,0

1 066,9

80,7

27,5

1 220,6

26,0

5

ЗПК 6:







5.1

ЗПК ПС 110/35/10 і ПС 110/10 кВ -7






302,0
345,04-8

5.1.1

панелі керування, ДЗТ-9 резервного захисту та РПН-10 силового трансформатора (чотири панелі)

324,7

1 021,3

85,9

26,3

1 431,9

48,0

5.1.2

панелі ДФЗ-11 і резервного захисту лінії 110 кВ з вимикачем (дві панелі)

185,5

1 105,0

86,2

28,4

1 376,7

24,0

5.1.3

панелі секційного вимикача 110 кВ (одна панель)

92,8

750,2

48,5

19,6

891,5

24,0

5.1.4

панель трансформаторів напруги 110 кВ (одна панель на дві секції 110 кВ)

92,8

518,5

23,7

12,8

635,0

12,0

5.1.5

панелі вводів 35 кВ та секційного вимикача 35 кВ (одна панель на два вводи)

185,5

465,5

39,2

10,5

690,2

36,0

5.1.6

панелі керування та захисту ліній 35 кВ з вимикачем (дві панелі на дві лінії 35 кВ)

92,8

477,2

22,6

11,8

592,6

24,0

5.1.7

панель трансформаторів напруги 35 кВ (одна панель на дві секції 35 кВ)

185,5

465,5

39,2

10,5

690,2

12,0

5.1.8

панелі вводів 10 кВ та секційного вимикача 10 кВ (одна панель на два вводи)

185,5

465,5

39,2

10,5

690,2

24,0

5.1.9

панелі керування та захисту заземлювального реактора (одна панель на дві секції 10 кВ)

92,8

553,3

42,5

13,6

688,6

12,0

5.1.10

шафа оперативного постійного струму (ШОТ)

90,2

911,8

68,8

23,6

1 070,8

12,0

5.1.11

шафи з низьковольтною апаратурою (три шафи)

269,2

973,5

80,3

25,1

1 323,0

36,0

5.1.12

інші панелі загального користування (центральної сигналізації, керування шинними апаратами 110-10 кВ, автоматики вимикачів 110 і 35 кВ, ПРВВ -12, торцеві панелі - всього чотири панелі)







5.2

ЗПК ПС 35/10 кВ:






26,06-13

5.2.1

панель блочна дистанційного керування

8,4

182,0

23,1

4,5

213,5

5,2

5.2.2

шафа типу ОРШ захисту трансформатора

9,6

213,1

27,1

5,3

249,8

2,6

5.2.3

шафа типу ОРШ регулювання напруги трансформатора

4,3

95,8

12,1

2,4

112,2

2,6

5.2.4

шафа типу ОРШ захисту вимикача 35 кВ

7,9

177,7

22,4

4,4

208,0

2,6

5.2.5

шафа типу ОРШ трансформатора напруги 35 кВ і оперативного блокування

3,1

70,8

8,9

1,7

82,8

5,2

5.2.6

шафа типу ОРШ АЧР-14 10 кВ

3,1

70,8

8,9

1,7

82,8


5.2.7

шафа типу ОРШ комерційного обліку електроенергії

3,1

70,8

8,9

1,7

82,8


5.2.8

шафа типу ОРШ телемеханіки

4,3

95,8

12,1

2,4

112,2


5.2.9

шафа типу ШНВА вводу 0,4 кВ

7,9

176,3

22,3

4,3

206,5


5.2.10

шафа типу ШНВА розподілу власних потреб

7,9

176,3

22,3

4,3

206,5


6

Загальнопідстанційні вузли:







6.1

кабельне господарство ПС, на 10 м-2 Поб-15

47,2

-

3,2

2,0

50,4


6.2

заземлення ПС, на 10 м-2 Пз-16

0,6

-

0,2

-

0,8


6.3

освітлення відкритої частини ПС, блискавкозахист ПС, на 10 м-2 Пз

0,2

0,2

-

-

0,4


6.4

експлуатаційний та протипожежний інвентар ПС, на одну ПС

8,0

20,2

1,2

0,5

29,4


6.5

внутрішньомайданчикові автодороги, на 10 м-2 Пз

2,7

-

0,2

0,1

2,9


6.6

водопостачання та каналізація, зовнішні мережі, на 10 м-2 Поб

13,6

-

0,9

0,6

14,5


6.7

вертикальне планування території, на 10 м-2 Пз

1,1

-

0,3

0,1

1,4


6.8

благоустрій майданчика, на 10 м-2 П3

0,4

-

0,2

-

0,6


6.9

масловідводи, на один силовий трансформатор

327,3

-

21,5

13,8

348,8


6.10

маслоуловлювачі ємністю, м-3:







6.10.1

38

248,7

-

54,9

12,0

303,6


6.10.2

80

449,7

-

85,1

22,1

534,8


6.10.3

125

493,6

-

97,4

24,4

591,0


6.11

під’їзна автодорога, 100 пог. м

272,3

-

31,3

12,0

303,6


6.12

зовнішня огорожа (із залізобетонних панелей), 25 пог. м

48,3

-

7,3

2,2

55,6


6.13

охоронна та протипожежна сигналізація, на одну ПС

738,4

-

50,6

32,3

789,0


6.14

улаштування комерційного обліку електроенергії

1 060,0

635,6

29,7

10,4

1 725,3


7

Зв'язок та телемеханіка ПС







7.1

канал високочастотного зв'язку

206,5

1 558,4

146,0

39,6

1 910,9


7.2

канал УКХ-17 радіозв’язку

123,0

110,4

22,0

2,0

255,4


7.3

телемеханіка ПС (пристрій, радіомодем), об’єкт

139,4

120,7

25,3

2,2

285,4


7.4

вимірювальні перетворювачі струму, напруги, потужності, об’єкт

94,4

501,4

26,9

12,4

622,7


7.5

електроживлення установок ЗДТК-18

166,3

809,0

57,9

21,1

1 033,2


7.6

підвішування грозозахисного тросу із вмонтованим оптико-волоконним кабелем зв’язку, на 1 км ПЛ-19

586,0

-

27,0

1,1

613,0


8

Інші вузли:







8.1

ПС 35/0,4 кВ з двома трансформаторами 2хТМ-1000/35/0,4. Схема ВРУ 35 кВ - 35-2; обладнання 35 кВ - блоки, у тому числі два з вакуумними вимикачами 35 кВ, два - з трансформаторами напруги 35 кВ, чотири - з роз’єднувачами, шість - з ізоляторами ЗРУ 0,4 кВ із шести шаф

2 160,4

11 460,1

875,2

285,8

14 495,7


8.2

ЗПС -20 10/6 кВ з трансформаторами 2хТМ-2500/10-У напругою 10/6 кВ. РУ 10 і 6 кВ із шаф комплектних РУ 10 кВ із чотирьох шаф, у тому числі дві з вакуумними РУ 6 кВ із 10 шаф, у тому числі п’ять з вакуумними вимикачами

2 326,4

10 821,6

734,1

270,0

13 882,1


8.3

комірка лінійна 110 кВ на діючій ПС з елегазовим вимикачем, у тому числі: елегазовий вимикач колонного типу, трансформатори струму, лінійні роз'єднувачі

256,5

3 678,6

246,8

92,2

4 181,9


8.4

комірка лінійна 35 кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем, у тому числі вакуумний вимикач, трансформатори струму, лінійні роз'єднувачі

266,8

1 104,9

122,8

28,4

1 494,5


8.5

комірка лінійна 10(6) кВ на діючій ПС з вакуумним вимикачем

66,6

462,3

32,0

11,4

560,9


8.6

вимикач елегазовий 110 кВ колонного типу

87,6

1 382,7

102,0

37,6

1 572,3


8.7

вимикач вакуумний 35 кВ

34,1

346,2

34,1

9,1

414,4


8.8

Установлення реклоузера на лінії 10 кВ. Основне обладнання: реклоузер РВА/TEL 10-12,5/630 У1; пункт комерційного обліку електроенергії ПКУ/TEL-10 У1; два роз'єднувачі РЛНДЗ-10/400; три залізобетонні опори; шість обмежувачів перенапруги ОПН-КР/TEL 10

94,1

538,2

47,7

13,3

680,0


__________
-1 Трансформаторні підстанції високої напруги.
-2 Високовольтні відкриті розподільні установки.
-3 У чисельнику наведено орієнтовну площу, зайняту приєднанням силового трансформатора на ПС 35/10 кВ, у знаменнику - площу такого самого приєднання на ПС 110/35/10 кВ.
-4 Закрита розподільна установка.
-5 Орієнтовна площа, зайнята ЗРУ 10 кВ ПС об'єкта-аналога, прийнятого для визначення нормативів вартості будівництва комірок ЗРУ 10 кВ.
-6 Загальнопідстанційний пункт керування.
-7 Вартість установлення таких панелей ураховано часткою у вартості панелей.
-8 Орієнтовна площа, зайнята ЗПК ПС подібного об'єкта, прийнятого для визначення нормативів вартості панелей керування та релейного захисту вузлів основного обладнання.
-9 Диференційний захист трансформатора.
-10 Регулювання напруги трансформатора під напругою.
-11 Диференційно-фазний захист.
-12 Пристрій резервування відмови вимикача.
-13 Орієнтовна площа контейнера для розміщення шаф РШ керування та релейного захисту обладнання ПС 35/10 (6) кВ.
-14 Автоматичне частотне розвантаження.
-15 Площа, зайнята під обладнання.
-16 Площа, зайнята під ПС.
-17 Ультракороткі хвилі.
-18 Засоби диспетчерсько-технологічного керування.
-19 Повітряна лінія передачі електроенергії.
-20 Закрита підстанція.

__________
Примітки:


1. Показники вартості будівництва приєднань 150 кВ визначають із застосуванням коефіцієнта 1,3 до відповідних показників вартості будівництва приєднань 110 кВ.
2. Площа контейнера для розміщення шаф РШ керування та релейного захисту обладнання ПС 35/10 (6) кВ.
3. Показники вартості будівництва приєднань ВРУ з використанням масляних та повітряних вимикачів визначаються із застосуванням коефіцієнтів 0,7 (для повітряних вимикачів) і 0,6 (для масляних вимикачів) до відповідних показників вартості будівництва приєднань ВРУ.
4. Інші витрати передбачають вартість проектних робіт та експертизи проекту, видачу містобудівних умов і обмежень забудови земельної ділянки, розбиття основних осей споруд, перенесення їх у натуру та закріплення на місцевості пунктами та знаками.


Додаток 4
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.1.12 пункту 4.2 розділу IV)

ОПОСЕРЕДКОВАНІ ОДИНИЧНІ ПОКАЗНИКИ
вартості будівель електричних підстанцій за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ), грн/м-3

Тип будівлі

Вартість заміщення

Будівлі допоміжного призначення цегляні, до 600 м-3

1 643,0

Будівлі допоміжного призначення цегляні, 1 тис. м-3

1 420,0

Будівлі допоміжного призначення цегляні, 1,3 тис. м-3

1 308,0

Будівлі допоміжного призначення із збірного з/б, до 600 м-3

1 675,0

Будівлі допоміжного призначення із збірного з/б, 1 тис. м-3

1 467,0

Будівлі допоміжного призначення із збірного з/б, 1,3 тис. м-3

1 340,0

Дільниці електропостачання, будівлі допоміжних корпусів із закритими та відкритими частинами

794,0

Дільниці електропостачання, будівлі головних корпусів, до 2,5 тис. м-3

1 148,0

Дільниці електропостачання, будівлі головних корпусів, до 4 тис. м-3

1 132,0

Дільниці електропостачання, будівлі головних корпусів, понад 4 тис. м-3

1 085,0

Будівля ОПУ-1 з допоміжними приміщеннями (цегляні, з/б та металеві перекриття)

1 212,0

Будівля ОПУ з допоміжними приміщеннями (з/б безкаркасні)

1 148,0

Будівля ЗРУ-2, до 1100 м-3

1 139,0

Будівля ЗРУ, понад 1100 м-3

1 085,0

Будівля ЦРП-3

1 583,0

Будівля РП-4

1 352,0

Будівля ТП-5, до 100 м-3

2 010,0

Будівля ТП, до 200 м-3

1 775,0

Будівля ТП, до 300 м-3

1 637,0

Будівля ТП, до 500 м-3

1 459,0

Будівля ТП, понад 500 м-3

996,0

__________
-1 Операційний пункт управління.
-2 Закрита розподільна установка.
-3 Центральний розподільний пункт.
-4 Розподільний пункт низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ).
-5 Трансформаторна підстанція низької напруги (0,38 - 10 кВ).



Додаток 5
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.1.12 пункту 4.2 розділу IV)

УКРУПНЕНІ ПОКАЗНИКИ ВАРТОСТІ
будівництва інших типових будівель за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ)

Тип будівель / споруд

Характеристика

Вартість одиничного показника станом на 01 серпня 2016 року

1

2

3

4

5

Адміністративні будівлі цегляні (проекти до 1984 р.)

1-поверхові

до 10 тис. м-3

2 026,0

грн/ м-3

2-поверхові

до 10 тис. м-3

1 882,0

грн/ м-3

3-поверхові

до 10 тис. м-3

2 105,0

грн/ м-3

4-5-поверхові

до 10 тис. м-3

2 281,0

грн/ м-3

6-7-поверхові

до 15 тис. м-3

2 552,0

грн/ м-3

Офісні будівлі цегляні, з/б (проекти після 1985 р.)

2-4-поверхові

1,5 - 2,5 тис. м-2

2 727,0

грн/ м-3

5-11-поверхові

6,5 - 8,5 тис. м-2

3 653,0

грн/ м-3

Побутові будівлі, цегляні, 1-2 поверхи (проекти до 1984 р.)


до 1 тис. м-3

1 643,0

грн/ м-3

до 2 тис. м-3

1 499,0

грн/ м-3

до 3 тис. м-3

1 420,0

грн/ м-3

до 5 тис. м-3

1 292,0

грн/ м-3

Щитові (дерев'яні) побутові будівлі, 1-2 поверхи (проекти до 1984 р.)

до 0,5 тис. м-3

2 281,0

грн/ м-3

Гаражі, СТО цегляні

1-2-поверхові

350-600 м-3

1 053,0

грн/ м-3

Профілакторії гаражного господарства цегляні


до 3 тис. м-3

1 515,0

грн/ м-3

до 5 тис. м-3

1 324,0

грн/ м-3

Майстерні ремонтні гаражного господарства цегляні


до 7,5 тис. м-3

1 196,0

грн/ м-3

понад 7,5 тис. м-3

989,0

грн/ м-3

Механізовані мийки цегляні

1-поверхові

до 3,5 тис. м-3

1 914,0

грн/ м-3

понад 3,5 тис. м-3

1 818,0

грн/ м-3

Майстерні механічні цегляні


до 1 тис. м-3

989,0

грн/ м-3

3 тис. м-3

654,0

грн/ м-3

до 5 тис. м-3

606,0

грн/ м-3

Сараї, комори для матеріалів цегляні


до 500 м-3

1 324,0

грн/ м-3

Ремонтно-експлуатаційні блоки цегляні


1200 м-3

941,0

грн/м-3

КПП, прохідні цегляні


до 100 м-3

1 069,0

грн/м-3

до 500 м-3

925,0

грн/м-3

Склад матеріальний неопалюваний цегляний


300 м-3

813,0

грн/м-3

Матеріальний склад цегляний, без рамп


0,5 тис. м-3

989,0

грн/м-3

1 тис. м-3

845,0

грн/м-3

3 тис. м-3

670,0

грн/м-3

5 тис. м-3

590,0

грн/м-3

Склад виробничий з/б каркасний


висота 6,5 м, до 650 м-2

813,0

грн/м-3

висота 6,5 м, до 3000 м-2

845,0

грн/м-3

Склади матеріальні дерев'яні без рамп


до 1 тис. м-3

798,0

грн/м-3

до 3 тис. м-3

463,0

грн/м-3

Апаратна олієгосподарства


100 м-3

1 770,0

грн/м-3

400 м-3

1 515,0

грн/м-3

Склад ПММ тарного зберігання цегляний


800 м-3

1 180,0

грн/м-3

Будівля компресорної цегляна


500 м-3

1 547,0

грн/м-3

1000 м-3

893,0

грн/м-3

Будівля котельної цегляна


висота 10 м, 2 тис. м-3

766,0

грн/м-3

Будівля котельної з/б каркасна


до 1 тис. м-3

1 372,0

грн/м-3

Насосна станція над артезіанською свердловиною наземна


до 60 м-3

3 774,0

грн/м-3

понад 60 м-3

3 168,0

грн/м-3

Насосна станція над артезіанською свердловиною підземна


до 30 м-3

4 364,0

грн/м-3

понад 30 м-3

3 404,0

грн/м-3

Насосна першого підйому берегова


заглиблення підземної частини до 4 м

2 662,0

грн/м-3

Рельсові колієперекатки трансформаторів

поздовжній

ширина колії 1524 мм

4 229,0

грн/м пог.

поперечний

ширина колії 1×2000 мм

14 424,0

грн/м пог.

Резервуар з/б підземний


до 200 м-3

3 640,0

грн/м-3

Резервуар з/б підземний


до 450 м-3

2 106,0

грн/м-3

Резервуар металевий підземний


до 150 м-3

6 993,0

грн/м-3

Резервуар металевий підземний


до 300 м-3

5 813,0

грн/м-3



Додаток 6
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.2.3 пункту 4.2 розділу IV)

ОПОСЕРЕДКОВАНІ ПОКАЗНИКИ
вартості будівництва ПЛ-1, КЛ-2 від 0,38 кВ до 110 (150) кВ за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ), тис. грн/км

№ з/п

Об’єкт будівництва, основна технічна характеристика

Кошторисна вартість

Інші витрати

Загальна кошторисна вартість

будівельно-монтажних робіт з урахуванням вартості дроту

обладнання

усього

у тому числі вартість проектних робіт та експертизи проекту

1

2

3

4

5

6

7

1

ПЛ 150 кВ:

1.1

одноколова, АС 240/32

1 694,6

105,2

275,8

5,6

2 075,6

1.2

двоколова, 2хАС 240/32

2 336,4

200,3

410,1

9,8

2 946,8

2

ПЛ 110 кВ:






2.1

одноколова, АС 240/32

1 542,5

93,9

265,2

5,1

1 901,6

2.2

двоколова, 2хАС 240/32

2 181,6

181,7

399,5

9,0

2 762,8

3

ПЛ 35 кВ:






3.1

одноколова, АС 120/19, центрифуговані стояки

1 026,3

75,1

219,4

4,3

1 320,8

3.2

двоколова, 2хАС 120/19

1 396,7

148,4

261,5

7,4

1 806,6

3.3

одноколова, АС 95/16, вібровані стояки (понад 70 %)

830,2

82,6

184,6

4,5

1 097,4

4

ПЛ 10(6) кВ:






4.1

АС 70/11

401,3

21,7

69,8

1,9

492,8

4.2

АС 50/8

417,6

23,0

81,8

2,0

522,4

5

ПЛІ 3 0,38 кВ:






5.1

ПЛІ 0,38 кВ, СІП одноколова (переріз дроту до 50 мм -2)

527,2

54,8

121,9

3,4

703,9

5.2

ПЛІ 0,38 кВ, СІП двоколова (переріз дроту до 50 мм -2)

683,1

122,2

165,5

6,1

970,8

6

КЛ 110 кВ:






6.1

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-110 1x300/95

10 444,1

55,2

1 204,5

431,5

11 703,8

6.2

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-110 1x300/95

14 261,7

74,2

1 447,8

579,4

15 783,7

7

КЛ 35 кВ:






7.1

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки ПвЭгПу-35 1x120/50

3 138,7

165,6

369,0

146,7

3 673,3

7.2

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1х70/35

2 146,9

113,3

252,3

100,1

2 512,5

7.3

одноланцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1х120/35

2 227,5

117,6

261,8

104,0

2 606,9

7.4

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1x70/35

2 920,5

151,8

343,5

152,4

3 415,8

7.5

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаП 1x120/35

3 084,3

160,2

362,7

161,1

3 607,2

7.6

дволанцюгова КЛ, кабель з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHKXS-35 1x150/50

5 555,7

28,9

804,1

254,3

6 388,7

8

КЛ 10(6) кВ:






8.1

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

657,4

3,0

83,1

29,3

743,5

8.2

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

767,6

3,6

96,9

34,2

868,1

8.3

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

900,2

4,2

113,7

40,2

1 018,1

8.4

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

887,9

4,1

112,2

39,6

1 004,2

8.5

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 351,5

6,3

170,7

60,3

1 528,5

8.6

КЛ 6 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 965,3

9,1

248,3

87,7

2 222,7

8.7

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

974,1

4,5

123,1

43,4

1 101,7

8.8

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 194,4

5,5

150,9

53,3

1 350,8

8.9

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 459,6

6,8

184,4

65,1

1 650,8

8.10

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 435,1

6,6

181,4

64,0

1 623,1

8.11

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

2 362,1

10,9

298,5

105,4

2 671,5

8.12

КЛ 6 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

3 589,9

16,6

453,5

160,1

4 060,0

8.13

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

694,3

3,2

87,7

31,0

785,2

8.14

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

809,0

3,7

102,2

36,1

914,9

8.15

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

949,2

4,4

119,9

42,3

1 073,5

8.16

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

913,6

4,2

115,4

40,7

1 033,2

8.17

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 388,6

6,4

175,5

61,9

1 570,5

8.18

КЛ 10 кВ одноланцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

2 010,1

9,3

254,0

89,7

2 273,4

8.19

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 150,7

5,3

145,4

51,3

1 301,4

8.20

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 512,1

7,0

191,0

67,4

1 710,1

8.21

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з алюмінієвими жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 922,4

8,9

242,9

85,7

2 174,2

8.22

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами до 70 мм-2 з паперовою ізоляцією

1 854,9

8,6

234,3

82,7

2 097,8

8.23

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами 95-150 мм-2 з паперовою ізоляцією

3 856,7

17,8

487,3

172,0

4 361,8

8.24

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з мідними жилами від 185 мм-2 з паперовою ізоляцією

5 954,2

27,5

752,3

265,6

6 734,0

8.25

КЛ 10 кВ дволанцюгова з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭБВнг-10 3x150/70

3 254,4

13,0

466,2

159,1

3 733,6

8.26

КЛ 6 кВ з кабелем з ізоляцією із зшитого поліетилену марки XRUHAKXS 12/20 1x400/50

3 311,0

13,0

801,6

164,6

4 125,6

8.27

КЛ 10 кВ дволанцюгова з кабелем з ізоляцією із зшитого поліетилену марки АПвЭгаПу 1x185/50-6

3 915,0

15,7

715,5

185,2

4 646,2

9

КЛ 0,38 кВ:






9.1

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами до 70 мм-2

401,5

26,7

89,3

20,4

517,5

9.2

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами 95-150 мм-2

451,6

30,1

100,3

22,9

582,0

9.3

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами від 185 мм-2

516,5

34,4

114,7

26,2

665,6

9.4

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами до 70 мм-2

585,4

39,0

130,1

29,7

754,5

9.5

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами 95-150 мм-2

892,8

59,4

198,4

45,4

1 150,6

9.6

з одним кабелем з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами від 185 мм-2

1 316,3

87,6

292,5

66,9

1 696,4

9.7

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами до 70 мм-2

439,3

29,2

97,7

22,3

566,2

9.8

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами 95-150 мм-2

539,4

35,9

119,8

27,4

695,1

9.9

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з алюмінієвими жилами від 185 мм-2

669,2

44,5

148,7

34,0

862,4

9.10

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами до 70 мм-2

867,3

57,7

192,7

44,1

1 117,7

9.11

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами 95-150 мм-2

1 561,7

104,0

347,0

79,3

2 012,7

9.12

з двома кабелями з пластмасовою ізоляцією з мідними жилами від 185 мм-2

2 418,5

161,0

537,4

122,9

3 116,9

10

Додаткові показники вартості будівництва:






10.1

виконання проколу під дорогами, 10 пог. м

46,6

-

19,8

-

66,4

10.2

виконання горизонтального буріння, 100 пог. м

190,8

-

75,7

-

266,5

__________
-1 Повітряна лінія передачі електроенергії.
-2 Кабельна лінія передачі електроенергії.
-3 Повітряна лінія передачі електроенергії із самоутримними ізольованими проводами.

__________
Примітки:


1. Вартість будівництва ПЛ для кожного регіону визначається з урахуванням середньозважених коефіцієнтів Кр, що враховують умови проходження трас ліній регіону (ґрунти, рельєф, кліматичні умови), наведених у додатку 7 до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 12 березня 2013 року № 293.
2. До показників ПЛІ 0,38 кВ, СІП одноколова застосовують коефіцієнти: 1,16 - у разі виконання ліній із перерізом дротів 70 мм-2; 1,4 - у разі виконання ліній із перерізом дротів 95 мм-2 і більше.
У разі наявності повітряної лінії передачі електроенергії, виконаної з неізольованого дроту, до показників вартості ПЛІ 0,38 кВ, зазначених у пунктах 5.1, 5.2 таблиці, застосовується коефіцієнт 0,8.
3. Вартість будівництва КЛ для кожного регіону визначають з урахуванням середньозважених коефіцієнтів Срк, що враховують умови проходження трас ліній регіону (ґрунти, рельєф, забудованість місцевості, місцевість з асфальтобетонним покриттям), наведених у додатку 7 до Методики оцінки активів суб'єктів природних монополій, суб'єктів господарювання на суміжних ринках у сфері комбінованого виробництва електричної та теплової енергії, затвердженої наказом Фонду державного майна України від 12 березня 2013 року № 293.


Додаток 8
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.3.2 пункту 4.2 розділу IV)

Таблиця 1

ПОКАЗНИКИ ВАРТОСТІ
мереж водопостачання та каналізації за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ)

Мережі водопроводу та каналізації зі сталевих труб, грн/м пог.

діаметр, мм

глибина до 2 м

глибина до 3 м

глибина до 4 м

50 - 100

623,0

765,0

1 067,0

125 - 200

1 067,0

1 210,0

1 512,0

250 - 350

1 939,0

2 099,0

2 402,0

400 - 600

3 878,0

4 003,0

4 305,0

700 - 900

7 134,0

7 223,0

7 490,0

1000

8 806,0

8 859,0

9 624,0

1100

10 923,0

11 119,0

11 386,0

1200

11 652,0

11 759,0

12 115,0

Мережі водопроводу та каналізації із чавунних труб, грн/м пог.

діаметр, мм

глибина до 2 м

глибина до 3 м

глибина до 4 м

50 - 100

978,0

1 121,0

1 441,0

125 - 200

1 583,0

1 726,0

2 028,0

250 - 350

3 095,0

3 611,0

3 540,0

400 - 600

5 212,0

5 373,0

5 639,0

700 - 900

9 624,0

9 802,0

10 067,0

1000

14 161,0

14 339,0

14 623,0

1100

16 847,0

17 025,0

17 399,0

1200

22 576,0

22 771,0

23 039,0

Мережі та колектори із керамічних труб, грн/м пог.

діаметр, мм

глибина до 2 м

глибина до 3 м

глибина до 5 м

150 - 250

836,0

978,0

1 583,0

300 - 400

1 334,0

1 654,0

2 259,0

450 - 600

3 078,0

3 629,0

3 896,0

Таблиця 2

Показники вартості мереж газопостачання за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ)

Газопровід у сухих ґрунтах без дорожнього покриття (сталеві труби), грн/м пог.

діаметр, мм

середній та низький тиск

високий тиск

50 - 70

569,0

605,0

80 - 100

712,0

747,0

125 - 150

925,0

978,0

200

1 388,0

1 441,0

250

1 690,0

1 779,0

400

2 989,0

3 184,0

600

4 216,0

4 572,0

800

5 853,0

6 244,0

Газопровід у сухих ґрунтах без дорожнього покриття (поліетиленові труби), грн/м пог.

діаметр, мм

середній та низький тиск

високий тиск

50 - 63

480,0

534,0

75 - 90

605,0

712,0

110

818,0

1 014,0

140

1 032,0

1 316,0

160

1 228,0

1 601,0

225

2 028,0

2 064,0

280

2 153,0

2 224,0

315

2 544,0

2 633,0

Діаметр, мм

Зовнішній газопровід по стінах будівель, грн/м пог.

26 - 40

231,0

50

302,0

Таблиця 3

Показники вартості мереж теплопостачання за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ)

Мережі теплопостачання - водоводи на естакадах-1, грн/м пог.

діаметр, мм:

40 - 100

1 014,0

125 - 200

1 672,0

250 - 350

3 522,0

400 - 500

5 835,0

600

7 863,0

700

9 162,0

800

10 549,0

900

11 848,0

1000

13 787,0

1200

16 936,0

Сталеві естакади для наземного прокладання трубопроводів, грн/м пог.

вага труби на 1 м естакади:

до 150 кг

3 060,0

до 300 кг

6 796,0

до 500 кг

10 069,0

до 1000 кг

18 110,0

до 1500 кг

25 102,0

до 2000 кг

30 083,0

Естакади у збірному залізобетоні, грн/м пог.

одноярусна, висотою до 8 м, навантаження до 250 кг/м

6 511,0

одноярусна, висотою до 8 м, навантаження до 500 кг/м

8 539,0

одноярусна, висотою до 8 м, навантаження до 1000 кг/м

12 791,0

двоярусна висотою до 6 м, навантаження до 3500 кг/м

40 170,0

двоярусна висотою до 6 м, навантаження до 5000 кг/м

50 577,0

Таблиця 4

Показники вартості мереж теплопостачання за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ)

Діаметр, мм

Мережі теплопостачання - водоводи-2, грн/м пог.

у непрохідних каналах із цегли чи бетонних блоків

у непрохідних з/б каналах

безканального прокладання

без гідроізоляції

із засипною ізоляцію (мінеральна вата)

з гідроізоляцією або попутним дренажем

без супутнього дренажу

з підвісною ізоляцією труб

із підвісною ізоляцією труб

в монолітній армопінобетонній ізоляції

40 - 100

4 874,0

3 540,0

10 265,0

6 849,0

125 - 200

6 280,0

4 786,0

13 538,0

9 251,0

250 - 350

11 421,0

8 948,0

22 842,0

13 609,0

400 - 500

17 167,0

14 428,0

26 045,0

20 370,0

600

22 220,0

18 591,0

40 686,0

25 173,0

700

27 005,0

23 323,0

52 178,0

26 934,0

800

-

-

53 284,0

31 933,0

900

-

-

63 564,0

36 007,0

1000

-

-

66 730,0

39 618,0

1200

-

-

86 264,0

-

__________
-1 Одна труба з опорами, компенсаторами та арматурою, з підвісною ізоляцією.
-2 Дві труби з опорами, компенсаторами та запірною арматурою.



Додаток 9
до Методики оцінки активів суб'єктів
природних монополій, суб'єктів
господарювання на суміжних ринках
у сфері комбінованого виробництва
електричної та теплової енергії
(підпункт 4.2.4.1 пункту 4.2 розділу ІV)

ОПОСЕРЕДКОВАНІ ПОКАЗНИКИ
вартості будівництва РП-1 10(6) кВ, ЗТП-2 10(6)/0,4 кВ, КТП-3 і ЩТП-4 10(6)/0,4 кВ за цінами станом на 01 серпня 2016 року (без ПДВ), тис. грн

№ з/п

Обє’кт будівництва, основна технічна характеристика

Кошторисна вартість

Інші витрати

Загальна кошторисна вартість

будівельно-монтажних робіт

обладнання

усього

у тому числі вартість проектних робіт та експертизи проекту

1

2

3

4

5

6

7

1

РП 10(6) кВ, суміщений із ЗТП 10(6) кВ:

1.1

РУ-5 10 кВ із шести камер відхідних ліній 10 кВ з вакуумними вимикачами;
ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2хТМ-1000/10 У1, на вводах 10 кВ камери з вакуумними вимикачами;
РУ 0,4 кВ із 14 панелей,
одноповерхова цегляна будівля (12 х 10 м)

1 078,5

3 116,8

249,4

78,5

4 444,7

2

ЗТП 10(6)/0,4 кB:






2.1

ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами 2х1000 кВА;
РУ 10 кВ із семи комірок, у тому числі дві з вакуумними
вимикачами, чотири з вимикачами навантаження
РУ 0,4 кВ із 14 панелей ЩО;
два комплекти пристроїв компенсації реактивної енергії;
одноповерхова цегляна будівля (12 х 9 м)

916,6

2 607,2

211,0

65,8

3 734,8

2.2

ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами
2х630 кВА;
РУ 10 кВ із п’яти камер з вимикачами навантаження;
РУ 0,4 кВ із семи панелей;
одноповерхова цегляна будівля (10,4 х 5,41 м)

905,6

1 096,0

159,2

23,8

2 160,8

2.3

ЗТП 10/0,4 кВ з трансформаторами
2х400 кВА;
РУ 10 кВ із п’яти камер з вимикачами навантаження;
РУ 0,4 кВ із семи панелей; одноповерхова цегляна будівля (10,1 х 4,85 м)

808,4

730,5

135,5

14,7

1 674,4

3

КТП 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:






3.1

1000

35,1

377,0

12,1

8,9

424,2

3.2

630

34,5

300,8

10,3

7,2

345,6

3.3

400

33,9

240,0

8,8

5,8

282,7

3.4

250

33,3

191,5

7,5

4,7

232,3

3.5

160

32,7

152,8

6,3

3,8

191,8

3.6

100

31,9

134,9

5,4

3,3

172,2

3.7

63

31,9

102,8

4,6

2,5

139,3

3.8

40

31,3

82,0

3,9

2,0

117,2

3.9

25

30,7

65,4

3,3

1,6

99,4

4

2КТП 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:






4.1

1000

59,4

638,2

20,5

15,1

718,1

4.2

630

58,4

509,2

17,4

12,2

585,0

4.3

400

57,4

406,3

14,9

9,8

478,6

4.4

250

56,4

324,2

12,7

8,0

393,3

4.5

160

55,4

258,7

10,7

6,4

324,8

4.6

100

54,0

228,4

9,1

5,6

291,5

5

ЩТП 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:






5.1

160

31,2

106,3

7,5

2,6

145,0

5.2

100

31,2

81,6

6,8

2,0

119,6

5.3

63

31,0

64,7

6,1

1,6

101,8

5.4

40

30,4

51,6

5,2

1,3

87,2

5.5

25

29,9

41,2

4,4

1,1

75,5

6

КТПММ-6 10(6)/0,4 кВ з трансформаторами, кВА:






6.1

2x400 (додатково лічильники електронні на вводах та вуличному освітленні)

122,3

631,7

73,5

16,6

827,5

6.2

2x250 (додатково лічильники електронні на вводах та вуличному освітленні)

97,6

548,3

67,1

13,5

713,0

6.3

1x250

47,8

237,4

14,0

5,9

299,2

6.4

1x160

43,5

184,0

11,9

4,5

239,4

6.5

1x100

43,5

168,8

11,5

4,2

223,8

__________
-1 Розподільні пункти низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ).
-2 Закрита трансформаторна підстанція низької напруги (0,38 - 10 (6) кВ).
-3 Комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ).
-4 Щоглові комплектні трансформаторні підстанції низької напруги (0,38 - 10 кВ).
-5 Розподільна установка.
-6 Комплектні трансформаторні підстанції міських мереж низької напруги (0,38 - 10 кВ).



вгору